TS-90连续油管断裂失效分析

为了分析某井气举作业用TS-90连续油管断裂失效原因,通过宏观分析、无损检测、几何尺寸测量、化学成分分析、力学性能测试、金相检测、扫描电镜（SEM）等手段,对该失效连续油管进行了试验研究。试验结果显示,该失效连续油管的管体壁厚、外径、化学成分、显微硬度、晶粒度均符合API SPEC 5ST—2010要求;油管表面整体布满台阶状横向裂纹,裂纹沿油管周向扩展;原始裂纹断口表面大量腐蚀产物覆盖,且从裂纹源区到裂纹尖端部位,始终存在少量导致应力腐蚀开裂的S元素;原始裂纹萌生于腐蚀坑底,裂纹尖端呈局部沿晶脆性断裂,且断口外表面附近呈解理形貌。综合分析结果表明,该连续油管断裂的根本原因是应力腐蚀开裂,其在井下作业时受腐蚀因素和应力载荷的共同作用,管体外表面萌生应力腐蚀裂纹,裂纹扩展并最终导致管体断裂失效。     

L360QS管道环焊缝泄漏失效分析

利用力学性能分析、X射线探伤和微观组织分析等研究方法对L360QS管道环焊缝的泄漏原因进行了系统研究和分析。射线检测结果表明相邻未失效环焊缝未发现有超标缺陷;失效环焊缝除开裂部分外,未发现有超标缺陷。理化性能检测结果表明母材及环焊缝符合标准要求。裂纹从环焊缝根焊部位起裂,沿着靠近直管一侧的熔合线扩展,焊缝根焊部位附近有氧化物存在。裂纹由环焊缝根焊部位起裂,向外壁辐射扩展,属于脆性断裂,断口处存在硫化物和氧化物,为H2S应力腐蚀开裂所引起的管道失效。     

埋地天然气管道断裂故障诊断分析

埋地天然气管道在使用过程中环焊缝处由于各种原因容易产生裂纹,导致管道失效。对某天然气管道的开裂段取样,进行宏观形貌检查、微观断口分析及化学成分检测。结果表明,断裂管段材料中Cr含量较标准要求值偏低,且开裂位置存在未焊透缺陷是天然气管道开裂的主要原因。有限元分析结果表明,管道材料在应力载荷及腐蚀的共同作用下,管道环焊缝未焊透处将产生裂纹．该裂纹会随时间增加而不断扩展,最终导致管道失效。建议在管道的实际运行过程中,要加强监测并做好预警措施,避免因泄漏导致事故的发生。     

S-135钻杆应力腐蚀与纵向开裂失效分析

为了分析S－135钻杆在起钻过程中突然断裂的真正原因，对断件进行失效分析，首无排除了材料化学成分、金相组织、机械性能等因素引起断裂，从断口宏观分析中发现钻杆断裂存在纵向裂纹和横向裂纹，断口微观检测分析确定横向断裂是韧性断裂，先产生纵向脆性开裂而后才被拉断，纵向断口的形貌特征为沿晶开裂花样，并有许多二次裂纹，是应力腐蚀断口花样。因此，判断钻杆是由于应力腐蚀造成断裂，引发早期失效。     

抽油机井油管断裂失效性质的判定

油管内壁载荷谱测定进一步明确了油管在工作状态下承受轴向拉 -拉交变载荷 ,其断裂部位全部在应力集中的齿根处。对油管断口进行了宏现和微观形貌分析。宏观上可明显观察到疲劳断口的裂纹扩展区和瞬断区 ;微观上在少数油管断口中观察到了典型的疲劳辉纹 ,在很多断口上观察到了疲劳台阶和二次裂纹。由此可以断定油管断口属疲劳断口 ,油管的断裂失效性质是疲劳断裂。     

重沸器换热管应力腐蚀开裂分析

针对某重沸器换热管发生点腐蚀并且开裂的问题,对其进行宏观检验、化学成分以及金相组织分析的同时,采用扫描电镜分析换热管断口微观形貌,用能谱对腐蚀产物进行成分分析。结果表明,裂纹起源于换热管外壁的腐蚀坑,且从换热管外壁向内壁穿晶扩展,存在分叉,裂纹中充满灰色腐蚀产物,断口微观形貌为河流状解理花样,存在二次裂纹,均为应力腐蚀开裂特征。分析认为,重沸器壳程介质中存在的氯离子是引起换热管应力腐蚀开裂的主要原因。     

甲醇合成反应器换热管断裂原因分析

采用化学成分分析、机械性能试验、微观组织分析和断口SEM观察以及能谱分析等方法,对甲醇合成反应器0Cr18Ni9不锈钢换热管断裂的原因进行了分析研究。结果表明:反应器壳程锅炉给水中的Cl~-形成腐蚀环境,在工作应力和温度的作用下,在管外壁点腐蚀坑处萌生裂纹并向内壁扩展,直至贯穿;断口呈现解理断裂特征,为沿晶和穿晶的脆性断裂;换热管断裂原因为氯化物应力腐蚀开裂。     

抽油机油井油管断裂失效性质的判定

油管内壁载荷谱测定进一步明确了油管在工作状态下承受轴向位－拉交变载荷,其象一部在应力集中的齿根处。对油管断口进行也宏观和微以形貌分析。宏观上可明显观察到疲劳断口的裂纹扩展区的瞬断区;微观上的少数油管断口中观察到了典型的疲劳辉纹,在很多断口上观察到了疲劳台阶和二次裂纹。由此可以断定油管断口属疲劳断口,油管的断裂失效性质是疲劳断裂。     

条形缺陷对L360管线钢环焊缝硫化物应力腐蚀开裂敏感性的影响

通过抗硫化物应力腐蚀试验、慢应变速率拉伸试验、氢含量测试等方法研究条形缺陷对H₂S环境下L360管线钢环焊缝硫化物应力腐蚀开裂敏感性的影响。结果表明,环焊缝在72%、85%和110%SMYS(最小屈服强度)应力水平下,热影响区出现裂纹且裂纹长度随加载应力增大而增大;条形缺陷环焊缝试样在屈服点后快速发生断裂,其断裂应变(0.024)仅为非缺陷环焊缝试样的21.05%;条形缺陷存在促进氢离子在裂纹尖端聚集从而加剧发生开裂倾向,消氢处理技术可以有效降低氢含量,降低环焊缝抗硫化物应力腐蚀开裂敏感性降低。     

整体螺旋式扶正器内螺纹接头断裂失效原因分析

目的分析某油田整体螺旋式扶正器内螺纹接头失效行为,便于确定该油田整体螺旋式扶正器内螺纹断裂失效类型、分析其裂纹产生特点并对该井工况和作业进行了分析,从而证实断裂失效的环境介质因素,对类似井况改善整体螺旋式扶正器的使用现状,延长使用寿命,提供了支持。方法基于断裂整体螺旋式扶正器内螺纹接头宏观分析的初步判断,采用扫描电镜微观分析、金相组织分析等方法,对失效的整体螺旋式扶正器内螺纹接头展开了系统分析。结果该整体螺旋式扶正器力学性能、化学成分及金相组织均符合ASTM A304中4145H要求标准。纹断口微观形貌为沿晶,晶粒表面有腐蚀痕迹,通过对腐蚀产物分析发现含有Fe、C、O、Cr、Mn、S、Na、Si、Ca等元素,S元素的出现,可以证实工况中含有硫化氢,这些特征说明整体螺旋式扶正器内螺纹裂纹开裂机理为氢应力腐蚀开裂。利用X射线能谱对断口表面腐蚀产物分析也发现硫的存在,证实了FeSx的存在。而钻井过程中所用的高温钻井液为抗高温硫酸盐水基泥浆。此种水基泥浆温度高于155℃时化学分解出H2S,从而证实了硫化物腐蚀的介质因素。该井的钻井日报显示实际钻井时井底温度达到了165℃,并且出现倒滑眼困难,频繁蹩扭矩的现象,证实了应力因素。结论该油田整体螺旋式扶正器内螺纹接头断裂失效,是在次生H2S环境下,以硫化氢腐蚀为主,由于局部应力过大,而产生的氢应力开裂;由于该整体螺旋式扶正器所用材料为4145H,是高强度合金结构钢,对于硫化氢应力敏感指数较高,故更容易发生硫化氢应力腐蚀开裂。对于类似井况,合理减缓和屏蔽硫化氢应力开裂,对延长钻柱及钻井工具使用寿命具有重要的理论支持。     

X80螺旋埋弧焊管对接环焊接头失效裂纹分析

通过化学成分、微观组织、断口形貌分析等方法对某管线建设中X80螺旋埋弧焊管环焊接头裂纹产生的原因进行了研究。结果表明,裂纹出现于对接焊缝焊趾处,呈现沿晶+穿晶的开裂形貌,属于焊接冷裂纹。焊接接头气孔、夹渣和焊接死口处拘束应力过高是裂纹产生的主要原因,焊接工艺不当是裂纹产生的直接诱因,焊接前对管径周向全尺寸进行预热是防止该裂纹产生的主要途径。     

X60螺旋埋弧焊管抗H2S腐蚀性能研究

针对我国油气输送管线建设中需要大量耐腐蚀钢管的需求,进行了耐H2S环境腐蚀下的管线钢及输送钢管的研究工作,通过理化性能、氢致开裂、硫化物应力开裂等试验对X60管线钢和螺旋埋弧焊管进行了耐蚀性研究,取得了以下结果:通过对国外抗H2S腐蚀焊管的技术条件分析研究,提出我国X60抗H2S卷板技术要求和X60螺旋埋弧焊管抗H2S...     

F52法兰/X52接管环焊接头开裂原因浅析

通过化学成分、微观组织、断口形貌分析等方法对某管线场站建设中F52法兰/X52接管环焊接头裂纹产生的原因进行了研究.结果表明,裂纹出现于打底焊缝F52法兰侧的近缝区,呈现出沿晶+穿晶的开裂形貌,属于焊接冷裂纹.打底焊法兰侧近缝区的粗大马氏体是裂纹产生的主要原因,焊接工艺不当是裂纹产生的直接诱因,控制F52法兰的化学成分...     

高频电阻焊管弯头破裂原因分析

为了减少油田集输管道用高频电阻焊管及管件的失效事故,找出高频电阻焊管失效的原因,对某油田开裂失效的高频电阻焊管弯头进行了检测和分析,通过弯头外观及壁厚检查、理化检验、宏观观察、电镜金相分析等方法,查找高频电阻焊管弯头破裂泄漏原因。结果表明,弯头所用焊管母材基体质量不高,抗焊接应力能力较差;在焊缝熔合线位置存在偏析和硫化锰夹杂,使得硫化物夹杂和母材基体边界产生应力集中,在挤压变形时,外加应力导致熔合线位置微裂纹萌生;弯头内、外壁防腐层脱落导致壁厚减薄,加快了裂纹开裂速度,引发弯头最终失效。     

双金属复合管内覆（衬）层应力腐蚀开裂失效原因分析

为了促进双金属复合管线的合理设计、施工和应用,分析了双金属复合管内覆（衬）层的腐蚀失效类型,并对管道应力腐蚀开裂条件、机理及断口形貌进行了分析研究,明确了双金属复合管内覆（衬）层应力腐蚀开裂的失效原因及判断方法,指出了减少双金属复合管内覆（衬）层应力腐蚀失效的途径。研究表明,当双金属复合管内覆（衬）层材料选定后,降低应力腐蚀开裂的途径是降低残余应力和施工外力;定期对服役管线内覆（衬）层进行无损检测,确定失效部位并及时修补,是发挥管线最大使用寿命的重要手段。     

输油管线改输天然气管材适用性评价

介绍了某输油管线改输气管线的管材适用性评价工作.通过对管道无损检测以及管材理化性能的测试,对材料抗脆断能力和延性断裂止裂能力评价及酸性气体环境下的应力腐蚀敏感性和氢致开裂敏感性分析,表明该管线的管道材质性能符合输油改输气的管线条件,同时建议对管道的焊缝作进一步的检测和评价.     

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四川目前生产的天然气中含硫天然气占７１％，而含硫天然气对高强度钻杆会产生硫化物应力腐蚀玻裂，因此，在含硫气井进行钻杆测试时，应重视钻杆的安全问题。文章探讨了高强度钻杆硫化物应力腐蚀玻裂的机理和影响钻杆脆断时间的各种因素，并提出在一定的条件下，高强度钻杆在含硫气并中进行测试是安全的。采用向钻杆内加缓蚀剂或内涂层钻杆，防硫油管测试，钻杆测试更加安全。建议继续开展高强度钻杆硫化物应力腐蚀玻裂时间的试验研究，以确定合理的钻杆测试安全时间。     

管线钢耐酸性腐蚀的主要影响因素及测试方法

简要介绍了酸性服役环境下油气输送管线钢管的腐蚀行为,即硫化物应力腐蚀（SSC）开裂和氢致开裂（HIC）。从管线钢合金成分设计、冶炼控制、轧制工艺及显微组织控制等方面详细分析了影响管线铜抗腐蚀性能的主要因素。阐述了在酸性服役环境下所用油气输送管线钢管耐腐蚀性能的表征以及测试方法,并对酸性环境不同标准中管线钢的验收极限进行了比较分析,旨在为国内酸性环境用高钢级管线钢技术的开发提供借鉴与参考。